Netradits_Energetika_Uch_1

Тепловые насосы могут быть использованы в комбинированных системах теплоснабжения в технологии с «удаленным источником теплоты» установках. В качестве таких внутриквартальных теплонасосных установок могут применяться компрессионные (КВТН) и абсорбционные (АВТН) тепловые насосы. В целом, системная экономия топлива в схемах ТЭЦ-КВТН может достигать 6 % по сравнению с раздельной выработкой энергии [18, 19, 20].

На рис. 2.7 показана схема компрессионного внутриквартального компрессионного насоса (КВТН).

Сетевая вода от ТЭЦ (в виде низкопотенциального тепла) поступает в испаритель 1, где испаряется рабочее тело (например, фреон). Его пары поступают в компрессор 7, где при сжатии нагреваются до 80...90 °С и направляются в конденсатор 4, в который подается вода

Рис. 2.7. Схема КВТН:

1 – испаритель; 2 – дроссель; 3 – теплообменник; 4 – конденсатор; 5, 6 – линии внутриквартальной сетевой воды (5 – прямой, 6 – обратной); 7 – компрессор; 8 – подвод сетевой воды от ТЭЦ

81

внутриквартального контура 6. Часть тепла используется в теплообменнике 3 для подогрева воды в системе горячего водоснабжения. Жидкое рабочее тело проходит через дроссель 2 и направляется снова в испаритель.

Из абсорбционных внутриквартальных тепловых насосов (АВТН) в схеме энергоснабжения (АВТН) могут использоваться бромистолитиевые насосы. На рис. 2.8 показана схема бромисто-литиевого теплового насоса. В испарителе 1 насоса при пониженном давлении (соответствующей температуре сетевой воды 2 от ТЭЦ, которая является

Рис. 2.8. Схема ВТН:

1 – испаритель; 2 – подвод сетевой воды от ТЭЦ; 3 – абсорбер; 4 – генератор; 5 – конденсатор; 6 – сетевая вода внутриквартального контура; 7 – пар; 8 – камера сгорания; 9 – бро- мисто-литиевый контур; Г – природный газ

82

низкопотенциальным энергоносителем) испаряется вода. Ее пары поступают в абсорбер 3, где поглощаются раствором бромистого лития. Происходит разогрев раствора за счет теплоты этой реакции. Это тепло передается сетевой воде внутриквартального контура 6. Слабый раствор (водный раствор бромистого лития) подводится в генератор 4, обогреваемый дымовыми газами из камеры сгорания 8. В генераторе вода из раствора выпаривается. Пары поступают в конденсатор 5, где конденсируясь, отдают тепло сетевой воде внутриквартального контура. Конденсат из конденсатора поступает в испаритель. Образовавшийся в генераторе крепкий раствор бромистого лития направляется в абсорбер и цикл повторяется.

На рис. 2.9 показана тепловая схема ТЭЦ с теплонасосными внутриквартальными теплофикационными схемами. Основные преимущества

Рис. 2.9. Тепловая схема ТЭЦ с теплонасосными теплофикационными системами:

N, Q – потребители электро- и теплоэнергии соответственно; у, г – пылеугольное и газовое топливо соответственно; 1 – генератор внутриквартального пикорегулирующего абсорбционного бромисто-литиевого теплового насоса (ВТН); 2, 3, 4 – испаритель, абсорбер, теплообменник ВТН; 5 – бромистолитиевый контур; 6 – теплофикационный контур; 7 – линия добавочной воды; 8,9 – линии прямой и обратной сетевой воды от ТЭЦ; 10, 11 – тепловые сети подключений ВТН к сетевой воде;

12 – жалюзийная решетка; 13 – конденсатор ВТН

83

перед системами энергоснабжения потребителей от традиционных ТЭЦ следующие.

yЭнергосберегающая технология. По этой технологии ВТН вытесняет пиковые водогрейные котлы (ПВК) на ТЭЦ, участвуя в покрытии полупиковой и пиковой частях нагрузки теплового графика, так как КПД ВТН выше КПД ПВК в системе экономии топлива на этих режимах энергоснабжения.

yПрименение ВТН-технологии обусловливает переход ТЭЦ с нормативного температурного графика к графику с пониженными температурами прямой и обратной сетевой воды при теплофикационной нагрузке, составляющей 0,65...0,75 от нагрузки по традиционному тепловому графику. Это также вызывает экономию топлива в системе

иэкономию электроэнергии на сетевые насосы (коэффициент собственных нужд ТЭЦ снижается на 0,5 %). За счет перехода на пониженный температурный график почти в 2 раза уменьшаются теплопотери в магистральных теплопроводах и возрастает КПД транспорта теплоты. Это также приводит к экономии топлива.

yСнижение температуры прямой сетевой воды до 50...70 обусловливает уменьшение давления в теплофикационном отборе и, как следствие, увеличение выработки электроэнергии комбинированным способом, что вызывает экономию топлива и служит аварийным резервом в энергосистеме.

yПрименение ВТН является затратосберегающей технологией. Переход на более низкие температуры сетевой воды в магистральных теплопроводах позволяет использовать для них более дешевые трубы из синтетических материалов, не подверженных коррозии и с долговечностью до 50 лет. При этом принципиально исключаются аварийные режимы со вскипанием сетевой воды. Отпадает необходимость в домовых тепловых пунктах, поскольку сетевая вода может поступать непосредственно в отопительные радиаторы.

В этом случае капиталовложения в целом уменьшаются в 1,5 раза по сравнению с традиционным вариантом. За счет ВТН существенно снижаются сроки ввода теплогенерирующих мощностей. Установка ВТН может рассматриваться по схеме крытых котельных.

yТехнология с ВТН обеспечивает повышение надежности в системе теплоснабжения. ТЭЦ ВТН обеспечивает структурное резер-

84

вирование теплопотребителей при авариях на магистральных теплопроводах (МТ). Коэффициент готовности традиционной последовательной структуры ТЭЦ ПВК-МТ не превышает 0,8. Система ТЭЦ-МТ-ВТН является последовательно-параллельной структурой и ее коэффициент готовности оценивается в 0,9 (при прочих равных условиях). Кроме того, на уровне ВТН возможно качественное регулирование в системе теплоснабжения.

y Технология с ВТН является энергообеспечивающей. Валовые выбросы вредных веществ уменьшаются за счет экономии топлива. Кроме этого, ВТН отключают летом, улучшая экологию в ареале функционирования. Экономия (снижение расхода) топлива в техноло-

гии с ВТН составляет ∆B = B	+ В	+ В	− В	В , где
ТЭЦ	ЗАМ	ПВК	ТЭЦ	ВТН

BТЭЦ , ВПВК – расходы топлива при традиционной технологии с ПВК;

ВТЭЦ и ВВТН – расходы топлива на ТЭЦ с ВТН; ВЗАМ – расход топлива на замещающей электростанции.

6.4.2.7.Использование температурного перепада между нижними слоями воды и воздухом

В нетрадиционной возобновляемой энергетике используется также энергетический потенциал, заключенный в разнице температур между нижними и верхними слоями воды водоемов или нижними слоями воды и наружным воздухом.

Примером такой установки может быть разработанная институтом химии твердого топлива (ИХТТ) и институтом теплофизики (ИТ) Сибирского отделения Российской Академии наук (СО РАН) малая энергетическая установка, использующая естественный температурный перепад между подледной водой и наружным воздухом.

Естественные температурные перепады в природе присутствуют практически везде и бывают часто весьма значительны. Перепад температур между поверхностными и глубинными слоями океана достигают 15...20 К и свидетельствуют об огромном запасе тепловой энергии. Значительно большая разность температур между горячим источником и окружающим воздухом или водой в реке в долине гей-

85

зеров. Температура воздуха и воды в горной реке Средней Азии может различаться на 25...30 К. И даже в условиях Сибири и Крайнего Севера имеется перепад температур между водой подо льдом и наружным воздухом. Таким образом, практически повсеместно имеется возможность создания энергетических установок, использующих тепловой потенциал, базирующийся на разности температур между слоями одной или разных сред. В установках с замкнутым циклом (Ренкина), испаряясь, легкокипящая жидкость такая, как фреон, аммиак, после турбины конденсируется в конденсаторе и возвращается в парогенератор. В установках с разомкнутым циклом теплая вода поверхностного слоя океана вскипает в испарительном участке с низким давлением, затем пар расширяется в турбине и конденсируется в контактном теплообменнике на холодной воде, забираемой с глубины порядка 1000 м.

Температурный перепад в зимний период между подледной водой и наружным воздухом составляет 20...40 °С. Этого достаточно, чтобы обеспечить работоспособность малых энергетических установок мощностью 1...2 кВт.

На рис. 2.10 показана разработанная ИХМТТ и ИТ СО РАН компактная энергетическая установка для получения энергии мощностью 1...2 кВт, реализующая температурный перепад между проточной водой подо льдом какого-либо водоема и холодным наружным воздухом с основными расчетными параметрами термодинамического цикла. Установка реализует замкнутый цикл Ренкина и содержит следующие элементы (рис. 2.10): котел – 1, турбина – 2, генератор – 3, циркуляционный насос для перекачки конденсата – 4, конденсатор – 5, вентилятор с электроприводом для подачи холодного воздуха в конденсатор – 6. Конструкция содержит электронный блок, управляющий включением омической нагрузки при сбросе внешней нагрузки. Кроме того, предусмотрен преобразователь постоянного тока в переменный со стабилизированным напряжением 220 В, 50 Гц. При проектировании энергетической установки учитывались основные эксплуатационные принципы: автономность в работе, простота запуска и эксплуатации, достаточная мобильность, простота монтажа и демонтажа, хранения в летний период времени.

86

Рис. 2.10. Установка ИХМТТ для получения энергии (1…2 кВт) за счет перепада температур между проточной водой подо льдом и наружным холодным воздухом:

1 – котел, 2 – турбина, 3 – генератор, 4 – циркулярный насос, 5 – конденсатор, 6 – вентилятор

Расчет термодинамического цикла
Мощность установки........................................................	1…2 кВт;
Температура пара перед турбиной...................................	0 °С
Расчетная температура пара за турбиной........................	20…40 °С
Подогрев охлаждающего воздуха в конденсаторе.........	5 К
КПД турбины.....................................................................	0,7
Результаты расчета приведены ниже.
Для мощности турбины равной 1,5 кВт имеем:
Расход пара на расчетном режиме...................................	0,0729 кг/с;
Объемный расход пара ...................................................	0,019 м3
Расход воздуха через конденсатор...................................	7,4 19 кг/с;
Объемный расход воздуха................................................	5,087 м3
В расчетном режиме КПД цикла составляет ..................	7,1 %

87

6.4.2.8.Автономные микроТЭС с тепловым двигателем внешнего сгорания

Заслуживает внимания использование для маломощных тепловых электростанций теплового двигателя Стирлинга.

Тепловой двигатель Стирлинга с внешним подводом тепла рационально использовать в соответствии с техническим решением проф. Меркулова [29...30]. Такой двигатель состоит из винтового маслонаполненного компрессора и винтовой маслонаполненной турбины, приводящей компрессор и выдающей дополнительную мощность. Основным рабочим телом является газ. Масло, частично заполняющее проточную часть винтового компрессора, играет роль смазывающего гидравлически уплотняющего и отводящего в процессе сжатия тепло рабочего агента. В выходном патрубке компрессора масло отделяется от газа и, охладившись в водяном теплообменнике, вновь впрыскивается на вход в компрессор.

В винтовой турбине также используется масло с целью смазки и гидравлического уплотнителя. Однако здесь оно впрыскивается горячим. В процессе расширения газа в проточной части турбины тепло масла используется для подогрева рабочего тела. Этот подогрев может быть обеспечен как за счет сжигания любого вида топлива при атмосферном давлении и со значительно меньшим загрязнением атмосферы, так и за счет использования любого другого источника тепла.

Наиболее перспективная область применения ТЭС — это автономные источники энергоснабжения, обеспечивающие совместную генерацию тепла и электричества для отдаленных малых населенных пунктов и хозяйств.

Блок-схема ТЭС, представленная на рис. 2.11, ТЭС состоит:

1)из теплового двигателя внешнего сгорания;

2)асинхронного генератора с вентильным возбуждением;

3)аккумулирующих устройств (сосуд с сжатым рабочим телом, электрический аккумулятор);

4)системы контроля и управления электрических параметров

АТЭС;

5)редуктора;

6)устройств маслоциркуляции с теплообменниками;

88

Рис. 2.11. Структура автономной теплоэлектростанции:

а– силовая часть; б – контрольно-управляющая часть

7)рекуператоров газа;

8)системы контроля и управления тепловыми параметрами АТЭС;

9)системы запуска и останова АТЭС.

Тепловой двигатель собирается из двух винтовых компрессоров, серийно производимых машиностроительными заводами.

Редуктор согласует тепловой двигатель (максимальное число оборотов 9000 об/мин) с асинхронным генератором (максимальное число оборотов 3000 об/мин).

К сожалению, конъюктурные соображения (значительные запасы углеводородного сырья в России: нефти – на 22 года, газа – на 84 года и угля более чем на 1000 лет), состояние экономики России слабо стимулирует, несмотря на крупные научно-технические достижения и разработки, практическое использование и внедрение нетрадиционной энергетики, в отличие от резко возросшего к ней зарубежными фирмами интереса.

89

6.4.2.9. Использование биомассы

Более активными темпами возрождается использование в России такого возобновляемого источника энергии, как биомасса, в особенности торфа и древесной биомассы. Использование в России торфа в период, когда были ограничены добычи нефти, газа и угля, как местного низкосортного топлива особенно активно имело место в 1930-е гг. (1930–1939 гг.). На базе активно развитых торфоразработок были построены и эффективно эксплуатировались крупные энергетические установки и электрические станции, среди которых были Шатурская и Каширская ГРЭС, Ярославская ТЭЦ, Калининские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-4, ГРЭС-8 Ленэнерго, Тюменская ТЭЦ и многие другие. Практически, вся энергетика Белоруссии (БелГРЭС, Смолевическая ГРЭС, Минские, Гомельские ТЭЦ и др.), входящей в тот период в Союз, работала на оборудовании, использующем торф, как энергетическое топливо. При этом были освоены крупные котельные агрегаты (160...230 т/ч) на среднем и высоком давлении заводами-изготовителями: Белгородским, Барнаульским, Подольским и Таганрогским, эффективно сжигающих как кусковой, так и фрезерный торф.

КПД котельных агрегатов достигал 90 % и выше. Повышением эффективности использования торфа занимались ведущие научноисследовательские организации: Всесоюзный теплотехнический институт (ВТИ), Центральный Котлотурбинный институт (ЦКТИ), Организация по рационализации электростанций (ОРГРЭС), Московский энергетический институт (МЭИ), Ленинградский политехнический институт (ЛПИ) и многие другие.

Были освоены топочные устройства Татищева и Макарьева, скоростные топки Померанцева, факельно-слоевые и шахтно-мельничные топки, топки с мельницами-вентиляторами, сжигание фрезторфа в системе параллельных струй, система проточных газовых сушилок для предварительной газовой подсушки высоковлажного топлива с использованием теплоты парообразования и многие другие [33–35 и др.].

По научно-исследовательским разработкам и опыту использования торфа как энергетического топлива Россия занимала ведущее место в мире.

Торф в России в энергетике стал традиционным возобновляемым источником энергии (ТВИЭ). В связи с наличием обширного объема

90